Выбор схем присоединения к сети новых и расширения существующих понижающих подстанций

Выбор схем присоединения к сети всех новых подстанций выполняется из числа типовых коммутационных схем с учетом их области применения [1]. Они являются схемами открытых распределительных устройств (ОРУ), стоимости которых включаются в затраты при сопоставлении вариантов.

На рис. 8 приведены типовые схемы распределительных устройств (РУ) 35-220 кВ, а в табл. 19 перечень схем и области их применения.

В курсовой работе необходимо привести изображения выбранных в обоих вариантах схем присоединения к сети понижающих подстанций.

Следует иметь в виду, что присоединение ЛЭП к существующим подстанциям требует расширение их ОРУ. Поэтому стоимости ячеек (комплектов выключателей – по одному на одну линию) также должна включаться в затраты при сопоставлении вариантов.

7. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети

Выбор окончательного варианта следует делать путем сопоставления полных (дисконтированных) или удельных затрат. Методика расчета полных и удельных затрат изложена в [2]. Методика расчета суммарных дисконтированных приведенных затрат изложена в [1]. При расчете затрат на сооружение сети необходимо пользоваться укрупненными стоимостными показателями электрических сетей (УСП). УСП учитывают типизацию проектирования, прогрессивную технологию строительства, его механизацию и индустриализацию с максимальным использованием унифицированных элементов и конструкций заводского изготовления.

УСП приведены в приложении в базовых сметных ценах 1991 г. И не включают НДС.

Для определения текущих стоимостей могут быть использованы ведомственные индексы цен. Индексы представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем уровне цен к стоимости в базовом уровне цен. Индексы цен публикуются в «Межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене», издаваемом ежеквартально Госстроем РФ.

В суммарные затраты на сооружение сети К_у по УСП по каждому варианту включаются стоимости только тех элементов, на которые варианты различаются между собой, включая стоимости расширения действующих подстанций при присоединении к ним новых ЛЭП.

Пример расчета К_у для двух вариантов сооружения электрической сети приведен в приложении П.2.7. В К_у примера не включены стоимости трансформаторов подстанций, распределительных устройств НН, компенсирующих устройств, а также ЛЭП и ОРУ подстанций, которые входят во все сравниваемые варианты.

Для расчетов полных затрат необходим расчет потерь мощности:

· нагрузочных потерь в сети (выполняется при расчете установившегося режима на ЭВМ),

· потерь холостого хода (сумма потерь холостого хода всех трансформаторов, установленных на новых подстанциях),

· потерь на корону и

· потерь в ВЛ от токов утечки по изоляторам.

Последние три составляющие потерь относятся к классу условно-постоянных потерь мощности (энергии).

Рис. 8. Типовые схемы РУ 35-220 кВ

Таблица 19

Типовые схемы РУ 35-220 кВ

Номер типовой схемы	Наименование схемы	Область применения	Дополнительные условия
Напряжение, кВ	Сторона подстанции	Количество присоединяемых линий
	Блок (линия-трансформатор) с разъединителем	35-330	ВН		1. Тупиковые ПС, питаемые линией без ответвлений. 2. Охват трансформатора линейной защитой со стороны питающего конца или передача телеотключающего импульса
3Н	Блок (линия-трансформатор) с выключателем	35-220	ВН		Тупиковые и ответвительные ПС
4Н	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии	35-220	ВН		1. Тупиковые и ответвительные ПС 2. Недопустимость применения отделителей
5Н	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	35-220	ВН		1. Проходные ПС 2. Мощность трансформаторов до 63 МВА включительно
5АН	Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов	35-220	ВН		1. Проходные ПС 2. Мощность трансформаторов до 63 МВА включительно
	Четырехугольник	220-750	ВН		На напряжении 220 кВ – при мощности трансформаторов 125 МВА и более
	Расширенный четырехугольник		ВН		1. Отсутствие перспективы увеличения количества линий 2. Наличие двух ВЛ, не имеющих ОАПВ
	Одна секционированная система шин		ВН, СН, НН	3 и более	–
	Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями	110-220	ВН, СН	3 и более	Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию
	Две несекционированные системы шин	110-220	ВН, СН	3-13	При невыполнении условий для применения схемы 12

Удельные потери мощности на корону зависят от номинального напряжения ВЛ, конструкции фазы и вида погоды. Можно определять удельные потери мощности на корону через удельные годовые потери электроэнергии в зависимости от региона расположения линии. В России определены семь регионов для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий [5]. К седьмому региону относятся территориальные образования западной Сибири. Удельные годовые потери электроэнергии для этого региона для ВЛ 110 и 220 кВ приведены в табл. 20.

Таблица 20

Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Номинальное напряжение ВЛ, кВ	Материал опор, число и сечение проводов в фазе	Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт ч/км в год (7-ой регион)
	Сталь-1х300	15,3
Сталь/2-1х300	28,5
Железобетон-1х300	22,2
Железобетон/2-1х300	37,9
	Сталь-1х120	0,85
Сталь/2-1х120	1,13
Железобетон-1х120	1,36
Железобетон/2-1х120	1,47

При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающихся от приведенных в табл. 19, расчетные значения потерь получаются умножением значений из табл. 20 на отношение , где F_т - суммарное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 20; F_ф – фактическое сечение фазы линии.

Чтобы получить средние потери мощности на корону в линии необходимо умножить значения из табл. 20 на число цепей, длину линии, отношение и поделить на число часов в году.

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ для 7-го региона на одну цепь принимают:

· для напряжения 220 кВ – 1,08 тыс. кВт ч/км в год;

· для напряжения 110 кВ – 0,86 тыс. кВт ч/км в год.

Чтобы получить средние мощности по линии электропередачи необходимо умножить указанные значения на число цепей, длину линии и поделить на число часов в году.

Для вычисления полных затрат в соответствии с [2] определяются:

1. Суммарные затраты на сооружения сети по УСП в ценах 1991 г.

2. Капитальные вложения в сооружение сети в начале первого года строительства сети без учета инфляции, ежегодных платежей и учетной ставки банка

,

k_п - коэффициент пересчета цен на сооружение ЛЭП и подстанций на момент времени t = 0 (индекс цен).

3. Капитальные вложения

,

где i - ежегодная инфляция и учетная ставка кредитора при долгосрочном кредите;

k_п2 - коэффициент приведения ежегодных затрат к сегодняшнему дню

,

где i_э - эквивалентная учетная ставка;

;

a - рост стоимости электрической энергии;

T_в - срок строительства электрической сети;

T_э- экономический срок службы электрической сети.

4. Эксплуатационные затраты

.

где β - относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат.

5. Капитализированная стоимость потерь

,

где И_ΔP - стоимость расширения электростанций и подстанций для компенсации потерь мощности в электрической сети;

;

где μ- удельная стоимость расширения электростанций и подстанций;

ΔP_Σ = ΔP_кор + ΔP_х + ΔP_н – полные потери мощности в электрической сети;

ΔP_кор - потери в ЛЭП на корону;

ΔP_х - потери холостого хода на подстанциях;

ΔP_н - суммарные нагрузочные потери в ЛЭП и на подстанциях;

,

где τ - время наибольших потерь:

;

b - удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии.

Полные затраты каждого варианта З определяются по формуле

.

Из предложенных вариантов выбирается вариант с наименьшими затратами.

Если полные затраты сравниваемых вариантов различаются менее, чем на 5 %, то варианты считаются неразличимыми с точки зрения используемого критерия и требуется привлечение дополнительных критериев сравнения.

При вычислениях затрат исходные данные и результаты расчета удобно представить в табличной форме. Пример сопоставления вариантов по полным затратам дан в приложении П.2.7.

Рекомендуемая литература

1. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.

2. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – М.: Университетская книга; Логос, 2006. – 254 с.

3. Рекомендации по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше (Утверждены Приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года, № 284).

4. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ (Утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г., № 288). – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 80 с.

5. Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде. Приложение 1 к Порядку расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Утвержден приказом Минпромэнерго России от 4 октября 2005 г., № 267.

Приложение 1